Плотность пластовой нефти. Классификация от легкой нефти до тяжелой

Плотность является важнейшим свойством не только нефти, но и всех жидкостей.
По мере увеличения плотности жидкость становится гуще.
Плотность известна как удельная масса, это ее масса на единицу объема.
Математически плотность определяется как масса, деленная на объем.
Плотность пластовой нефти - это масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема.
Плотность сырой нефти можно определить из:

• удельного веса сырой нефти;
• плотности растворенного газа;
• соотношения растворенного газа и нефти;
• объемного коэффициента образования нефти (FVF).

Объемный коэффициент образования нефти

Объемный коэффициент образования нефти показывает, во сколько раз объём нефти в пластовых условиях больше объёма той же нефти после дегазации и приведения к стандартным условиям (давление 0,1013 МПа, температура 20 ^оC).
В_о= Vпл/Vст, где
Vпл - объём нефти в пласте (м³),
Vст - объём сепарированной (дегазированной) нефти при стандартных условиях (м³).
В_о - больше 1 и для лёгкой нефти может более 1,5, для тяжёлой нефти - около 1.
Например, В_о=1,2 означает, что 1 м³ товарной (поверхностной) нефти соответствует 1,2 м³ пластовой нефти с растворённым газом.
В_о - важный показатель, поскольку при добыче нефти, когда происходит подъём нефти из нефтеносного пласта на поверхность происходят три важных изменения:

• дегазация - выделение растворённого в нефти газа, что резко уменьшает объём жидкой фазы;
• снижение температуры нефти - от пластовой (к примеру, около 100^оC) до поверхностной (20 ^оC), что также снижает объем жидкой фазы нефти;
• падение давления - от высокого пластового давления до атмосферного, что также уменьшает объём добываемой нефти.

На объемный коэффициент образования нефти влияют:

• газонасыщенность (газосодержание) - чем больше газа растворено, тем выше В_о;
• давление: при снижении давления ниже давления насыщения начинается выделение газа, и В_о меняется;
• температура также влияет на плотность и растворимость газа;

Объёмный коэффициент критически важен для:

• подсчёта запасов объёмным методом: через него переводят объём пластовой нефти в запасы товарной нефти;
• проектирования разработки месторождения и подготовки гидродинамического моделирования для правильного учета объёмов флюидов в нефтегазоносном пласте;
• ведения материальных балансов и анализа выработки залежи, планирования добычи нефти.

Формула плотности нефти

Плотность нефти (объемная масса) изменяется в пределах 730 - 1040 кг/м³.
На практике чаще используют единицы измерения г/см³ , плотность нефти изменяется в интервале 0,730 - 1,040 г/см³.
Средняя плотность поровых жидкостей пласта составляет 0,93 г/см³, если водонасыщенность пласта составляет 35%.
Плотность пластовой нефти в 1,2 - 1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа.
Известна нефть, плотность которой в пласте составляет всего 0,3 - 0,4 г/см³.
Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1,0 г/см³.

Классы плотности сырой нефти:

• супер легкая (super light) - до 0,78 г/см³ - выше 50^оAPI - газовый конденсат;
• сверх легкая (extra light) - 0,78 - 0,82 г/см³ - 41,1- 50 ^оAPI;
• легкая (light) - 0,82- 0,87 г/см³ (light) - 31,1- 41,1^оAPI;
• средняя (medium) - 0,87-0,92 г/см³ - 22,3-31,1^оAPI;
• тяжелая - 0,92-1 г/см³ (heavy) - 10-22,3 ^оAPI;
• сверх тяжелая (extra heavy) - более 1 г/см³ - до 10 ^оAPI - битум.

Легкая нефть характеризуется высоким газосодержанием, тяжелая - низким.
Для легкой нефти характерно:

• преобладание метановых углеводородов,
• низкое содержание смолисто - асфальтеновых компонентов,
• во фракционном отношении - высокое содержание бензиновых и керосиновых фракций.

Тяжелая нефть имеет повышенную концентрацию смолисто-асфальтеновых компонентов.

В США плотность нефти измеряется в градусах ^оAPI ( American Petroleum Institute (API), Американский институт нефти): высокие значения API соответствуют низким значениям плотности нефти.

Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.
Относительная плотность P – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефти (m_н^t) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4⁰С (m_в^t), взятой в том же объеме:
P^t₄ = m_н^t / (m_в^t)
Поскольку плотность воды при 4⁰С равна 1, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.
Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (Ɣ). Относительным удельным весом называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4^оС в том же объеме.
При одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.
В соответствии с ГОСТом в РФ принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20⁰ С.

Плотность нефти можно определить следующими методами:

• определение ареометром;
• гидростатическими весами Вестфаля-Мора;
  
• пикнометром;
• расчетным методом.

По плотности можно оценить состав и качество сырой нефти, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно:

• более высокая плотность - большее содержание ароматических углеводородов,
• средняя плотность - нафтеновая группа,
• более низкая - большее содержание парафиновых углеводородов.

Чем меньше плотность сырой нефти, тем легче процесс ее переработки нефти и выше качество получаемых нефтепродуктов.
Плотность нефти снижается с увеличением глубины залегания продуктивного пласта.